CN112065351B - 水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定方法、装置、设备 - Google Patents
水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定方法、装置、设备 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112065351B CN112065351B CN202010862263.9A CN202010862263A CN112065351B CN 112065351 B CN112065351 B CN 112065351B CN 202010862263 A CN202010862263 A CN 202010862263A CN 112065351 B CN112065351 B CN 112065351B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fracture
- plugging
- hydraulic
- temporary plugging
- natural
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 54
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims abstract description 157
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 74
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 70
- 230000000877 morphologic effect Effects 0.000 claims abstract description 43
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 33
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 22
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 19
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 17
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 8
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 6
- 101100532451 Rattus norvegicus Slc22a17 gene Proteins 0.000 claims description 4
- 238000010008 shearing Methods 0.000 claims description 4
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 2
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 claims description 2
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 398
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 360
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 11
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 10
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 7
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 7
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 6
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 6
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 6
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 6
- 230000009471 action Effects 0.000 description 5
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 5
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 3
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 3
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000006399 behavior Effects 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 239000003086 colorant Substances 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000003869 coulometry Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000010295 mobile communication Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000007639 printing Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
Abstract
本说明书提供了一种水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定方法、装置、设备。所述方法包括根据裂缝性储层中天然裂缝的抗拉强度参数、岩石本体的抗拉强度参数和沿井筒地层参数，确定天然裂缝影响下的水力裂缝的起裂压力剖面；基于所述水力裂缝的起裂压力剖面，确定所述水力裂缝的起裂位置和所需封堵强度；根据所述起裂位置上下地应力特征，采用预设模拟软件对所述水力裂缝进行模拟，获得所述水力裂缝的形态特征参数；基于预设裂缝封堵信息、所述水力裂缝的所需封堵强度、所述水力裂缝的形态特征参数，确定封堵所述水力裂缝所需的暂堵体信息，所述暂堵体信息包括暂堵剂配方和暂堵剂用量。利用本说明书实施例可以更加准确的确定储层中裂缝的暂堵体信息。
Description
技术领域
本申请涉及石油与天然气开发技术领域，特别涉及一种水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定方法、装置、设备。
背景技术
水力压裂技术是非常规油气资源有效经济开发的必要手段。目前，水力压裂技术主要通过在储层内形成沟通裂缝，扩大储层波及体积，从而大幅度提高油气产量。然而，深层裂缝性储层非均质强、厚度大，笼统改造纵向动用不足，增产效果差，因此实现有效分层才可稳产高产。
目前，有效分层主要通过暂堵分层技术实现。暂堵分层技术通过泵入可降解暂堵剂封堵先压裂缝，迫使液体转向，在纵向未改造层段开启新裂缝，在压裂结束后，暂堵剂完全降解，裂缝恢复导流能力。然而，现有技术中，对裂缝性储层中裂缝进行封堵过程中，暂堵体的成分和用量大多依据人为经验选择，这样在对不同裂缝性储层中裂缝进封堵时，无法准确确定有效封堵裂缝所需的暂堵体信息。
针对上述问题，目前尚未提出有效的解决方案。
发明内容
本说明书实施例提供了一种水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定方法、装置、设备，可以更加准确的确定储层中裂缝的暂堵体信息。
本说明书提供的水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定方法、装置、设备是包括以下方式实现的。
一种水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定方法，包括：根据裂缝性储层中天然裂缝的抗拉强度参数、岩石本体的抗拉强度参数和沿井筒地层参数，确定天然裂缝影响下的水力裂缝的起裂压力剖面；其中，所述起裂压力剖面表示水力裂缝位置与压力的关系；基于所述水力裂缝的起裂压力剖面，确定所述水力裂缝的起裂位置和所需封堵强度；根据所述起裂位置上下地应力特征，采用预设模拟软件对所述水力裂缝进行模拟，获得所述水力裂缝的形态特征参数；所述地应力特征基于所述沿井筒地层参数确定；基于预设裂缝封堵信息、所述水力裂缝的所需封堵强度、所述水力裂缝的形态特征参数，确定封堵所述水力裂缝所需的暂堵体信息，所述暂堵体信息包括暂堵剂配方和暂堵剂用量；其中，所述暂堵体信息基于高承压裂缝暂堵实验预先获得，所述预设裂缝封堵信息包括裂缝形态特征参数与暂堵剂配方的关系、封堵强度与暂堵体长度的关系。
一种水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定装置，包括：起裂压力剖面确定模块，用于根据裂缝性储层中天然裂缝的抗拉强度参数、岩石本体的抗拉强度参数和沿井筒地层参数，确定天然裂缝影响下的水力裂缝的起裂压力剖面；其中，所述起裂压力剖面表示水力裂缝位置与压力的关系；位置及封堵强度确定模块，用于基于所述水力裂缝的起裂压力剖面，确定所述水力裂缝的起裂位置和所需封堵强度；形态特征参数获得模块，用于根据所述起裂位置上下地应力特征，采用预设模拟软件对所述水力裂缝进行模拟，获得所述水力裂缝的形态特征参数；所述地应力特征基于所述沿井筒地层参数确定；暂堵体信息确定模块，用于基于预设裂缝封堵信息、所述水力裂缝的所需封堵强度、所述水力裂缝的形态特征参数，确定封堵所述水力裂缝所需的暂堵体信息，所述暂堵体信息包括暂堵剂配方和暂堵剂用量；其中，所述暂堵体信息基于高承压裂缝暂堵实验预先获得，所述预设裂缝封堵信息包括裂缝形态特征参数与暂堵剂配方的关系、封堵强度与暂堵体长度的关系。
一种水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定设备，包括处理器及用于存储处理器可执行指令的存储器，所述处理器执行所述指令时实现本说明书实施例中任意一个方法实施例方法的步骤。
本说明书提供的水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定方法、装置、设备。一些实施例中通过考虑天然裂缝分布与抗拉强度，基于张性起裂准则和摩尔库伦准则，确定水力裂缝三种不同方式下的起裂压力，可以使得后续各级裂缝起裂位置的判定更加准确，进而可以更加可靠地确定暂堵分层所需的封堵强度。通过结合三维裂缝模拟手段，可以使获得的水力裂缝形态特征参数更加准确，从而可以为后续更加准确的确定储层中裂缝的暂堵体信息提供保证。基于室内高承压裂缝封堵装置，开展不同缝宽下裂缝封堵实验，明确裂缝宽度与有效封堵时堵剂粒径的关系，明确封堵强度与堵体长度之间的关系，可以使裂缝性储层中暂堵剂配方和用量的确定更加准确。采用本说明书提供的实施方案，可以更加准确的确定储层中裂缝的暂堵体信息。
附图说明
此处所说明的附图用来提供对本说明书的进一步理解，构成本说明书的一部分，并不构成对本说明书的限定。在附图中：
图1是本说明书提供的一种水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定方法的一个实施例的流程示意图；
图2是本说明书提供的水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定方法的一个具体实施例的流程示意图；
图3是本说明书提供的沿井筒地应力分布和天然裂缝分布剖面示意图；
图4是本说明书提供的用于测定抗拉强度的不同类型的岩石薄片示意图；
图5是本说明书提供的水力裂缝三种不同方式的起裂压力剖面示意图；
图6是本说明书提供的基于有限元软件模拟三维分层裂缝形态示意图；
图7是本说明书提供的室内高承压裂缝暂堵试验结果示意图；
图8是本说明书提供的暂堵体封堵强度与暂堵体长度之间的关系示意图；
图9是本说明书提供的一种水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定装置的一个实施例的模块结构示意图；
图10是本说明书提供的一种水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定服务器的一个实施例的硬件结构框图。
具体实施方式
为了使本技术领域的人员更好地理解本说明书中的技术方案，下面将结合本说明书实施例中的附图，对本说明书实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本说明书中的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本说明书中的一个或多个实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本说明书实施例保护的范围。
下面以一个具体的应用场景为例对本说明书实施方案进行说明。具体的，图1是本说明书提供的一种水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定方法的一个实施例的流程示意图。虽然本说明书提供了如下述实施例或附图所示的方法操作步骤或装置结构，但基于常规或者无需创造性的劳动在所述方法或装置中可以包括更多或者部分合并后更少的操作步骤或模块单元。
本说明书提供的一种实施方案可以应用到客户端、服务器等中。所述客户端可以包括终端设备，如智能手机、平板电脑等。所述服务器可以包括单台计算机设备，也可以包括多个服务器组成的服务器集群，或者分布式系统的服务器结构等。
需要说明的是，下述实施例描述并不对基于本说明书的其他可扩展到的应用场景中的技术方案构成限制。具体的一种实施例如图1所示，本说明书提供的一种水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定方法的一种实施例中，所述方法可以包括以下步骤。
S0：根据裂缝性储层中天然裂缝的抗拉强度参数、岩石本体的抗拉强度参数和沿井筒地层参数，确定天然裂缝影响下的水力裂缝的起裂压力剖面；其中，所述起裂压力剖面表示水力裂缝位置与压力的关系。
其中，裂缝性储层是指以裂缝为主要储集空间、渗流通道的储集层，有的裂缝性储层也对储集层中分散、孤立的孔隙起连通作用，增加有效孔隙度，一般具有高渗透特征。岩石的抗拉强度是指岩石试件在受到轴向拉应力后其试件发生破坏时单位面积所能承受的最大拉力。抗拉强度是影响压裂过程起裂压力的重要参数，对其测试主要采用巴西劈裂试验进行。天然裂缝的抗拉强度参数可以用于表示裂缝性储层中天然裂缝在受到轴向拉应力后发生破坏时单位面积所能承受的最大拉力。岩石本体的抗拉强度参数可以用于表示裂缝性储层中岩石在受到轴向拉应力后发生破坏时单位面积所能承受的最大拉力。
本说明书一些实施例中，所述根据裂缝性储层中天然裂缝的抗拉强度参数、岩石本体的抗拉强度参数和沿井筒地层参数，确定天然裂缝影响下的水力裂缝的起裂压力剖面前，可以包括：获取裂缝性储层中不同岩性的岩心和含天然裂缝的砂岩岩心；将所述不同岩性的岩心和含天然裂缝的砂岩岩心进行切割，获得岩心薄片；对所述岩心薄片进行巴西劈裂试验，获得裂缝性储层中天然裂缝的抗拉强度参数、岩石本体的抗拉强度参数。
一些实施场景中，可以获取目标储层中不同岩性的岩心以及含天然裂缝的砂岩岩心，然后将岩心切割成薄片，开展巴西劈裂试验，从而确定天然裂缝和岩石本体的抗拉强度。其中，岩心是根据地质勘查工作或工程的需要，使用环状岩心钻头及其他取心工具，从孔内取出的圆柱状岩石样品。岩心是研究和了解地下储层的重要实物地质资料。不同岩性的岩心可以包括泥岩、砂岩的岩心。巴西劈裂试验可以用来测量岩石的抗拉强度、弹性模量和断裂韧度等。巴西劈裂试验也可以称为劈裂试验，其通过在圆柱体试件的直径方向上放入上下两根垫条，然后施加相对的线性荷载，使之沿试件直径向破坏，测得试件的抗拉强度。
一些实施场景中，含天然裂缝的砂岩岩心中，天然裂缝的状态要包括全充填和半充填两种情况。需要说明的是，通常，天然裂缝可以包括未充填、半充填和全充填。其中，未充填表示天然裂缝内无胶结物，天然裂缝有一定开度；半充填表示天然裂缝内有点状分布的胶结物；全充填表示天然裂缝完全被胶结物充填。由于未充填的天然裂缝的抗拉强度为0，不用测试，所以含天然裂缝的砂岩岩心中，天然裂缝的状态包括全充填和半充填两种情况。本说明书实施例中，在获得裂缝性储层中天然裂缝的抗拉强度参数和岩石本体的抗拉强度参数后，可以基于裂缝性储层中天然裂缝的抗拉强度参数和岩石本体的抗拉强度参数以及沿井筒地层参数进一步确定天然裂缝影响下的水力裂缝的起裂压力剖面。
一些实施场景中，所述沿井筒地层参数可以包括沿井筒力学参数、沿井筒地应力参数和沿井筒天然裂缝分布参数。其中，沿井筒力学参数可以包括沿井筒动态力学参数、沿井筒静态力学参数等。沿井筒天然裂缝分布参数可以包括沿井筒天然裂缝分布、走向和倾角等。沿井筒动态力学参数可以包括由测井数据直接计算得到的杨氏模量、泊松比和岩石抗拉强度。沿井筒静态力学参数可以表示利用室内实验数据对沿井筒动态力学参数进行校正，得到沿井筒静态力学参数。静态力学参数也可以包括杨氏模量、泊松比和岩石抗拉强度等。
一些实施场景中，可以收集测井数据，利用测井数据中包括的横波数据、纵波数据、伽玛数据和岩石密度数据等，计算沿井筒动态力学参数剖面。其中，针对不同储层，油田有已经优化好的井筒动态力学参数计算模型，可以利用该模型计算沿井筒动态力学参数。一些实施场景中，可以结合室内弹性模量与泊松比测试结果，进行动静拟合，从而得到沿井筒静态力学参数剖面。其中，弹性模量是指岩石试样在单轴压缩状态下，压应力与纵向应变之比。一些实施场景中，可以应用地应力计算模型，利用岩石“Kaiser效应”的地应力测试结果反演地应力构造系数，从而计算沿井筒地应力剖面。其中，地应力计算模型可以用于计算地应力。“Kaiser效应”是测量地应力的有效方法，Kaiser效应是指当重复加载未超过先前最大应力时，很少或没有声发射信号产生，只有当加载超过先前最大应力时才有大量声发射信号产生。一些实施场景中，可以依据成像测井数据，确定沿井筒天然裂缝分布、走向和倾角等。地应力构造系数可以用于计算地应力。其中，从成像测井数据中可以直接读出天然裂缝分布、走向和倾角。
本说明书一些实施例中，所述根据裂缝性储层中天然裂缝的抗拉强度参数、岩石本体的抗拉强度参数和沿井筒地层参数，确定天然裂缝影响下的水力裂缝的起裂压力剖面，可以包括：根据裂缝性储层中天然裂缝的抗拉强度参数、岩石本体的抗拉强度参数和沿井筒地层参数，基于张性起裂准则和摩尔库伦准则，计算天然裂缝影响下的水力裂缝的起裂压力剖面；其中，所述水力裂缝的起裂压力剖面包括水力裂缝岩石本体的起裂压力剖面、沿天然裂缝张性起裂的起裂压力剖面、沿天然裂缝剪切起裂的起裂压力剖面。其中，张性起裂准则是指岩石受到的张应力达到岩石的抗拉强度，张性裂缝开启。摩尔库伦准则，简称C-M准则，C-M准则是考虑了正应力或平均应力作用的最大剪应力或单一剪应力的屈服理论，即当剪切面上的剪应力与正应力之比达到最大时，材料发生屈服于破坏。水力裂缝是利用压裂技术在储层中产生的裂缝。压裂是指采油或采气过程中，利用水力作用在油气层中形成人工裂缝的一种方法，又称水力压裂。压裂是人为地使地层产生裂缝，改善油在地下的流动环境，使油井产量增加，对改善油井井底流动条件、减缓层间和改善油层动用状况可起到重要的作用。起裂压力剖面可以理解为使地层破裂的压力。例如，在承受压力达到某一极限时，地层破裂，此压力极限值可以称为地层的起裂压力。
需要说明的是，储层内沿井筒分为改造层段和未改造层段两种，压裂时，裂缝首先在物性最好、破裂压力最小的层段起裂扩展，当此裂缝扩展充分后，泵入暂堵剂，暂堵剂会随压裂液进入该裂缝而封堵该裂缝，后续流体便会在物性、破裂压裂仅次于已生成裂缝层段的其他层段产生新裂缝，以此类推，逐步充分改造整个储层。一般而言，物性越好的层段越容易早形成裂缝，物性越好，也是最该改造的层段。
本说明书一些实施例中，可以结合沿井筒地应力剖面、岩石力学参数剖面和天然裂缝分布及强度参数剖面，基于张性起裂准则和摩尔库伦准则，计算水力裂缝岩石本体起裂、沿天然裂缝张性起裂和沿天然裂缝剪切起裂三种方式的起裂压力剖面。
一些实施场景中，所述水力裂缝岩石本体的起裂压力剖面可以通过下述方式计算：
其中，Pwf1为岩石本体起裂压力，MPa；σh为水平最小主应力，MPa；σH为水平最大主应力，MPa；St为岩石的抗拉强度，MPa；α为岩石的Boit系数，无因次；Pp为地层压力，MPa；δ为综合渗流系数，无因次；v为泊松比，无因次；Φ为孔隙度，无因次；E为弹性模量，MPa；B为热膨胀系数，m/℃；T0为地层温度，℃；Tw为压裂液温度，℃。
一些实施场景中，所述沿天然裂缝张性起裂的起裂压力剖面可以通过下述方式计算：
Pwf2＝l2σH+m2σh+n2σv+σt (2)
其中，Pwf2为沿天然裂缝张性起裂压力，MPa；l、m、n为方向余弦，且l＝sinθ·sin(dip)；m＝cosθ·sin(dip)；n＝cos(dip)；σh为水平最小主应力，MPa；σH为水平最大主应力，MPa；σt为天然裂缝抗拉强度，MPa；σv为地层垂向应力，MPa；θ、dip分别表示天然裂缝走向与最大水平主应力夹角、天然裂缝倾角，°。
一些实施场景中，所述沿天然裂缝剪切起裂的起裂压力剖面可以通过下述方式计算：
m1＝(1-2cos2θ)σH+(1+2cos2θ)σh (4)
m2＝σv-v[2(σH-σh)cos2θ] (5)
k2＝1+2μw/[(1-μwctgβ)sin2β] (6)
k1＝δ[α(1-2v)(1-v)-1-Φ] (7)
其中，Pwf3为沿天然裂缝剪切起裂压力，MPa；Pp为地层压力，MPa；θ为天然裂缝走向与最大水平主应力夹角，°；σh为水平最小主应力，MPa；σH为水平最大主应力，MPa；σv为地层垂向应力，MPa；v为泊松比，无因次；μw表示天然裂缝面内摩擦系数，无因次；β表示天然裂缝面法向与最大水平主应力的夹角，°；ctg表示反正切计算式；δ为综合渗流系数，无因次；α为岩石的Boit系数，无因次；Φ为孔隙度，无因次。
本说明书实施例中，通过考虑天然裂缝分布与抗拉强度，基于张性起裂准则和摩尔库伦准则，确定水力裂缝三种不同方式下的起裂压力，可以使得后续各级裂缝起裂位置的判定更加准确，进而更加可靠地确定暂堵分层所需的封堵强度。
S2：基于所述水力裂缝的起裂压力剖面，确定所述水力裂缝的起裂位置和所需封堵强度。
本说明书实施例中，在确定天然裂缝影响下的水力裂缝的起裂压力剖面后，由于起裂压力剖面可以表示水力裂缝位置与压力的关系，所以可以基于水力裂缝的起裂压力剖面，进一步确定水力裂缝的起裂位置和所需封堵强度。
本说明书一些实施例中，所述基于所述水力裂缝的起裂压力剖面，确定所述水力裂缝的起裂位置和所需封堵强度，可以包括：基于所述起裂压力剖面，确定不同级水力裂缝的起裂位置和起裂压力；根据相邻两级水力裂缝的起裂压力差，确定不同级水力裂缝所需封堵强度。其中，封堵强度可以用来表示封堵剂对地层的封堵程度，一般可以用突破压力来表示，也就是封堵后注水压力达到某临近值可以突破封堵剂的封堵。
一些实施场景中，可以根据起裂压力剖面上薄弱点位置，确定一级、二级或三级等水力裂缝起裂点位置以及暂堵分层所需封堵强度。其中，薄弱点位置可以理解为起裂压力比较低的位置。位置可以通过深度表示。例如一些实施场景中，根据水力裂缝三种方式起裂压力剖面，可以确定起裂压力最低的位置为一级裂缝起裂点，起裂压力第二低的位置为二级裂缝起裂点，以此类推。其中，相邻两级裂缝起裂压力之差可以作为暂堵该级裂缝所需的封堵强度。例如，一级裂缝起裂压力为118MPa，起裂深度为6427m，二级裂缝起裂压裂为122MPa，起裂深度为6505m，此时，暂堵一级裂缝所需的封堵强度为122-118＝4MPa。其中，暂堵不同级裂缝所需封堵强度也可以称为暂堵分层所需封堵强度。
S4：根据所述起裂位置上下地应力特征，采用预设模拟软件对所述水力裂缝进行模拟，获得所述水力裂缝的形态特征参数；所述地应力特征基于所述沿井筒地层参数确定。
本说明书实施例中，在确定水力裂缝的起裂位置和所需封堵强度后，可以基于起裂位置上下地应力特征，采用预设模拟软件对水力裂缝进行模拟，获得水力裂缝的形态特征参数。其中，起裂位置上下地应力特征也可以称为起裂位置上下分层地应力特征，其指上下分层地应力大小与产层应力差值。具体的，起裂位置上下地应力特征可以基于沿井筒地层参数确定。形态特征参数可以包括水力裂缝的高度、宽度和长度等。预设模拟软件是一种模拟裂缝形态的软件，如，裂缝扩展模拟软件、三维有限元流固耦合模拟软件等。
本说明书一些实施例中，可以根据起裂点位置上下分层地应力特征，采用三维有限元流固耦合模拟软件，建立三维裂缝扩展模型来模拟水力裂缝三维形态，从而获得水力裂缝的高度、宽度和长度。其中，有限元分析是利用数学近似的方法对真实物理系统(几何和载荷工况)进行模拟。流固耦合力学是流体力学与固体力学交叉而生成的一门力学分支，它是研究变形固体在流场作用下的各种行为以及固体位形对流场影响这二者相互作用的一门科学。流固耦合力学的重要特征是两相介质之间的相互作用，变形固体在流体载荷作用下会产生变形或运动。变形或运动又反过来影响流体运动，从而改变流体载荷的分布和大小，正是这种相互作用将在不同条件下产生形形色色的流固耦合现象。
本说明书实施例中，通过结合三维裂缝模拟手段，可以使获得的水力裂缝形态特征参数更加准确，从而可以为后续更加准确的确定储层中裂缝的暂堵体信息提供保证。
S6：基于预设裂缝封堵信息、所述水力裂缝的所需封堵强度、所述水力裂缝的形态特征参数，确定封堵所述水力裂缝所需的暂堵体信息，所述暂堵体信息包括暂堵剂配方和暂堵剂用量；其中，所述暂堵体信息基于高承压裂缝暂堵实验预先获得，所述预设裂缝封堵信息包括裂缝形态特征参数与暂堵剂配方的关系、封堵强度与暂堵体长度的关系。
本说明书实施例中，在获得所述水力裂缝的形态特征参数后，可以基于预设裂缝封堵信息、所述水力裂缝的所需封堵强度、所述水力裂缝的形态特征参数，确定封堵所述水力裂缝所需的暂堵体信息。
本说明书一些实施例中，可以预先开展室内高承压裂缝暂堵实验，确定预设裂缝封堵信息。预设裂缝封堵信息可以包括裂缝形态特征参数与暂堵剂配方的关系、封堵强度与暂堵体长度的关系。裂缝形态特征参数包括水力裂缝的高度、宽度和长度。其中，高承压裂缝暂堵实验原理是通过水力致裂和3D扫描打印技术制作裂缝模型，利用金属垫片控制裂缝宽度，通过持续泵注不同配方的暂堵剂封堵该裂缝，直至封堵压力达到10MPa。封堵压力达到10MPa为有效封堵。其中，裂缝宽度可以通过金属垫片来控制的，先用小粒径暂堵剂泵注封堵，再逐步增大暂堵剂粒径进行封堵，直至封堵压力达到10MPa。这样，确定了能够封堵一定缝宽裂缝的最小粒径暂堵剂，就可以指导现场施工暂堵剂配方优选。
一些实施场景中，决定暂堵剂配方最大的因素是缝宽，利用高承压裂缝封堵实验可以先找到缝宽与暂堵剂粒径的关系，然后选择最优的暂堵剂组合，即可获得与裂缝形态特征参数对应的暂堵剂配方。
一些实施场景中，前后两级裂缝破裂压力差决定所需暂堵剂封堵强度，暂堵剂封堵强度由暂堵体长度决定，暂堵体长度决定暂堵剂用量。
本说明书一些实施例中，暂堵体信息可以包括暂堵剂配方和暂堵剂用量。暂堵体可以理解为能暂时降低地层渗透性或暂时封堵高渗透油层的物质，例如，与水溶性聚合物混合后注人井内，在压差的作用下能够迅速形成薄而致密的油层暂堵带，其经过一定时间后可自行或人工解堵。所述暂堵剂配方可以包括不同粒径的暂堵剂。粒径可以包括1mm、2mm、3mm等。暂堵剂可以包括纤维、颗粒、球等。不同缝宽可以对应不同暂堵剂配方。例如，缝宽为4-5mm时，暂堵剂配方可以为纤维(1.5％)+1mm颗粒(0.4％)+3mm颗粒(0.5％)；缝宽为7-8mm时，暂堵剂配方可以为纤维(1.2％)+2mm颗粒(0.5％)+6mm颗粒(0.5％)。
本说明书一些实施例中，所述基于预设裂缝封堵信息、所述水力裂缝的所需封堵强度、所述水力裂缝的形态特征参数，确定封堵所述水力裂缝所需的暂堵体信息，可以包括：根据所述预设裂缝封堵信息和所述水力裂缝的形态特征参数，确定封堵所述水力裂缝所需的暂堵剂配方；根据所述预设裂缝封堵信息和所述水力裂缝的所需封堵强度，确定封堵所述水力裂缝所需的暂堵体长度；根据所述水力裂缝的形态特征参数和封堵所述水力裂缝所需的暂堵体长度，计算封堵所述水力裂缝所需的暂堵剂用量。
一些实施场景中，可以根据水力裂缝形态特征参数中高度、宽度以及封堵水力裂缝所需的暂堵体长度，计算封堵水力裂缝所需暂堵体封堵体积，从而确定暂堵剂用量。
本说明书实施例中，基于室内高承压裂缝封堵装置，开展不同缝宽下裂缝封堵实验，明确裂缝宽度与有效封堵时堵剂粒径的关系，明确封堵强度与堵体长度之间的关系，可以使裂缝性储层中暂堵剂配方和用量的确定更加准确。
下面结合一个具体实施例对上述方法进行说明，然而，值得注意的是，该具体实施例仅是为了更好地说明本申请，并不构成对本申请的不当限定。如图2所示，图2是本说明书提供的水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定方法的一个具体实施例的流程示意图。在本具体实施例中，可以包括以下步骤。
S201：依据测井数据计算井筒地应力、力学参数剖面以及天然裂缝走向、倾角数据。
本实施例中，可以基于声波数据、伽玛数据和岩石密度数据，优选地应力计算模型，计算沿井筒地应力剖面。依据成像测井数据，获取天然裂缝分布特征、方位角和倾斜角。如图3所示，图3是本说明书提供的沿井筒地应力分布和天然裂缝分布剖面示意图。其中，横坐标表示压力或角度，纵坐标表示深度。沿井筒地应力分布包括垂直应力、水平最大主应力、最小水平主应力。天然裂缝分布包括逼近角和倾斜角。
S202：采用巴西劈裂实验获取天然裂缝强度参数和岩石本体强度参数。
本实施例中，可以获取目标储层不同岩性的岩心以及含天然裂缝的砂岩岩心，然后将岩心切割成薄片，开展巴西劈裂试验，从而确定天然裂缝和岩石本体的抗拉强度。其中，天然裂缝的状态要包括全充填和半充填两种情况。如图4所示，图4是本说明书提供的用于测定抗拉强度的不同类型的岩石薄片示意图。其中，标记47-1、47-2、47-3的岩石表示含全充填天然裂缝砂岩对应的岩石薄片，标记58-1、58-2、58-3的岩石表示含半充填天然裂缝砂岩对应的岩石薄片，标记34-1、34-2、34-3的岩石表示泥岩对应的岩石薄片，未标记的岩石表示砂岩对应的岩石薄片。为了说明岩石薄片的大小，图中用硬币作对照，硬币本身没有实际含义。具体的，泥岩、砂岩和天然裂缝抗拉强度测试数据如表1所示。
S203：依据张性起裂准则和摩尔库伦准则，确定天然裂缝影响下的水力裂缝起裂压力剖面。
本实施例中，结合地应力剖面、岩石力学参数剖面和天然裂缝分布及强度参数剖面，基于张性起裂准则和摩尔库伦准则，利用公式(1)-(7)计算水力裂缝岩石本体起裂、沿天然裂缝张性起裂和沿天然裂缝剪切起裂三种方式的起裂压力剖面。如图5所示，图5是本说明书提供的水力裂缝三种不同方式的起裂压力剖面示意图。其中，横坐标表示压力，纵坐标表示深度。
表1岩石及天然裂缝抗拉强度测试数据
S204：根据起裂压力剖面上薄弱点位置，确定一级、二级或三级等水力裂缝起裂点位置以及暂堵分层所需封堵强度。
本实施例中，根据水力裂缝三种方式起裂压力剖面，确定起裂压力最低的位置为一级裂缝起裂点，起裂压力第二低的位置为二级裂缝起裂点，以此类推。两级裂缝起裂压力之差即为相邻两级缝暂堵所需的封堵强度。以图5所示水力裂缝三种不同方式的起裂压力剖面为例可以确定，一级裂缝起裂压力为118MPa，起裂深度为6427m，二级裂缝起裂压裂为122MPa，起裂深度为6505m，暂堵分层所需的封堵强度为122-118＝4MPa。
需要说明的是，水力裂缝纵向尺度通常有二三十米。不同级裂缝间通常在纵向有一定距离。具体的，在同一位置可能存在多条天然裂缝，比如，在深度6427m处，存在4条天然裂缝，起裂压力分别为118、119、120、121MPa，因此最先起裂的应是118MPa对应的天然裂缝，而天然裂缝起裂后形成水力裂缝，水力裂缝会瞬间沟通相邻的天然裂缝整体形成一级裂缝。相应的，二级裂缝对应一个新的位置，与一级缝纵向有一定距离的新的位置。
S205：结合分层应力大小，采用三维裂缝模拟软件，计算水力裂缝三维参数。
本实施例中，可以根据起裂点位置上下分层地应力特征，采用三维有限元流固耦合模拟软件，模拟水力裂缝三维形态，获得水力裂缝的高度、宽度和长度。如图6所示，图6是本说明书提供的基于有限元软件模拟三维分层裂缝形态示意图。其中，左上角数字表示不同缝宽，不同缝宽对应不同深度的颜色，单位mm。具体的，一级、二级裂缝三维参数模拟结果如表2所示。
表2一、二级裂缝三维参数模拟结果
| 裂缝级数 | 缝长/m | 平均缝宽/mm | 缝高/m |
| 一级 | 110 | 4.2 | 32 |
| 二级 | 80 | 5.3 | 40 |
S206：开展室内高承压裂缝暂堵实验，确定有效封堵时裂缝开度与暂堵剂粒径之间的关系，以及封堵强度与暂堵体长度之间的关系。
本实施例中，可以基于高承压裂缝暂堵实验装置，开展不同缝宽下裂缝封堵模拟实验，确定暂堵剂封堵强度与暂堵体长度的关系，以及确定有效封堵时，裂缝宽度与暂堵剂粒径的关系。如图7所示，图7是本说明书提供的室内高承压裂缝暂堵试验结果示意图。具体的，不同缝宽下最优暂堵剂配方如表3所示。
表3不同缝宽下最优暂堵剂配方
如图8所示，图8是本说明书提供的暂堵体封堵强度与暂堵体长度之间的关系示意图。其中，封堵强度也可以称为承压能力，暂堵体长度也可以称为封堵段长度。封堵强度与暂堵体长度之间的关系式可表示为：
p＝1.6703·l-1.0867 (8)
其中，p为暂堵体封堵强度，MPa；l为暂堵体长度，cm。
S207：结合水力裂缝三维参数，确定最优的暂堵剂配方和暂堵剂用量。
本实施例中，一级裂缝缝宽为4.2mm，根据表3可以确定暂堵剂配方为纤维(1.5％)+1mm颗粒(0.4％)+3mm颗粒(0.5％)。一级暂堵所需封堵强度是4MPa，则根据公式(8)可知，暂堵体封堵长度为(4+1.0867)÷1.6703＝3.0454cm。一级裂缝缝高为32m，则可以确定一级裂缝所需暂堵体封堵体积为32×0.0042×0.03045＝4.09×10-2m3，即暂堵剂加量为4.09×10-2m3。
本实施例中，在确定暂堵剂配方和暂堵剂加量后，可以基于确定的暂堵剂用量，利用暂堵剂配方对水力裂缝进行封堵，从而大幅度提高油气产量。
从以上的描述中，可以看出，本申请实施例可以实现如下技术效果：通过考虑天然裂缝分布与抗拉强度，基于张性起裂准则和摩尔库伦准则，确定水力裂缝三种不同方式下的起裂压力，可以使得后续各级裂缝起裂位置的判定更加准确，进而可以更加可靠地确定暂堵分层所需的封堵强度。通过结合三维裂缝模拟手段，可以使获得的水力裂缝形态特征参数更加准确，从而可以为后续更加准确的确定储层中裂缝的暂堵体信息提供保证。基于室内高承压裂缝封堵装置，开展不同缝宽下裂缝封堵实验，明确裂缝宽度与有效封堵时堵剂粒径的关系，明确封堵强度与堵体长度之间的关系，可以使裂缝性储层中暂堵剂配方和用量的确定更加准确。
本说明书中上述方法的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参加即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。相关之处参见方法实施例的部分说明即可。
基于上述所述一种水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定方法，本说明书一个或多个实施例还提供一种水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定装置。由于装置解决问题的实现方案与方法相似，因此本说明书实施例具体的装置的实施可以参见前述方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的，术语“单元”或者“模块”可以实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。
具体地，图9是本说明书提供的一种水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定装置的一个实施例的模块结构示意图，如图9所示，本说明书提供的一种水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定装置可以包括：起裂压力剖面确定模块120，位置及封堵强度确定模块122，形态特征参数获得模块124，暂堵体信息确定模块126。
起裂压力剖面确定模块120，可以用于根据裂缝性储层中天然裂缝的抗拉强度参数、岩石本体的抗拉强度参数和沿井筒地层参数，确定天然裂缝影响下的水力裂缝的起裂压力剖面；其中，所述起裂压力剖面表示水力裂缝位置与压力的关系；
位置及封堵强度确定模块122，可以用于基于所述水力裂缝的起裂压力剖面，确定所述水力裂缝的起裂位置和所需封堵强度；
形态特征参数获得模块124，可以用于根据所述起裂位置上下地应力特征，采用预设模拟软件对所述水力裂缝进行模拟，获得所述水力裂缝的形态特征参数；所述地应力特征基于所述沿井筒地层参数确定；
暂堵体信息确定模块126，可以用于基于预设裂缝封堵信息、所述水力裂缝的所需封堵强度、所述水力裂缝的形态特征参数，确定封堵所述水力裂缝所需的暂堵体信息，所述暂堵体信息包括暂堵剂配方和暂堵剂用量；其中，所述暂堵体信息基于高承压裂缝暂堵实验预先获得，所述预设裂缝封堵信息包括裂缝形态特征参数与暂堵剂配方的关系、封堵强度与暂堵体长度的关系。
本说明书还提供一种水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定设备的实施例，处理器及用于存储处理器可执行指令的存储器，所述处理器执行所述指令时实现包括以下步骤：根据裂缝性储层中天然裂缝的抗拉强度参数、岩石本体的抗拉强度参数和沿井筒地层参数，确定天然裂缝影响下的水力裂缝的起裂压力剖面；其中，所述起裂压力剖面表示水力裂缝位置与压力的关系；基于所述水力裂缝的起裂压力剖面，确定所述水力裂缝的起裂位置和所需封堵强度；根据所述起裂位置上下地应力特征，采用预设模拟软件对所述水力裂缝进行模拟，获得所述水力裂缝的形态特征参数；所述地应力特征基于所述沿井筒地层参数确定；基于预设裂缝封堵信息、所述水力裂缝的所需封堵强度、所述水力裂缝的形态特征参数，确定封堵所述水力裂缝所需的暂堵体信息，所述暂堵体信息包括暂堵剂配方和暂堵剂用量；其中，所述暂堵体信息基于高承压裂缝暂堵实验预先获得，所述预设裂缝封堵信息包括裂缝形态特征参数与暂堵剂配方的关系、封堵强度与暂堵体长度的关系。
需要说明的，上述所述的设备根据方法或装置实施例的描述还可以包括其他的实施方式。具体的实现方式可以参照相关方法实施例的描述，在此不作一一赘述。
本说明书所提供的方法实施例可以在移动终端、计算机终端、服务器或者类似的运算装置中执行。以运行在服务器上为例，图10是本说明书提供的一种水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定服务器的一个实施例的硬件结构框图，该服务器可以是上述实施例中的水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定装置或水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定设备。如图10所示，服务器10可以包括一个或多个(图中仅示出一个)处理器100(处理器100可以包括但不限于微处理器MCU或可编程逻辑器件FPGA等的处理装置)、用于存储数据的存储器200、以及用于通信功能的传输模块300。本领域普通技术人员可以理解，图10所示的结构仅为示意，其并不对上述电子装置的结构造成限定。例如，服务器10还可包括比图10中所示更多或者更少的组件，例如还可以包括其他的处理硬件，如数据库或多级缓存、GPU，或者具有与图10所示不同的配置。
存储器200可用于存储应用软件的软件程序以及模块，如本说明书实施例中的水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定方法对应的程序指令/模块，处理器100通过运行存储在存储器200内的软件程序以及模块，从而执行各种功能应用以及数据处理。存储器200可包括高速随机存储器，还可包括非易失性存储器，如一个或者多个磁性存储装置、闪存、或者其他非易失性固态存储器。在一些实例中，存储器200可进一步包括相对于处理器100远程设置的存储器，这些远程存储器可以通过网络连接至计算机终端。上述网络的实例包括但不限于互联网、企业内部网、局域网、移动通信网及其组合。
传输模块300用于经由一个网络接收或者发送数据。上述的网络具体实例可包括计算机终端的通信供应商提供的无线网络。在一个实例中，传输模块300包括一个网络适配器(Network Interface Controller，NIC)，其可通过基站与其他网络设备相连从而可与互联网进行通讯。在一个实例中，传输模块300可以为射频(Radio Frequency，RF)模块，其用于通过无线方式与互联网进行通讯。
上述对本说明书特定实施例进行了描述。其它实施例在所附权利要求书的范围内。在一些情况下，在权利要求书中记载的动作或步骤可以按照不同于实施例中的顺序来执行并且仍然可以实现期望的结果。另外，在附图中描绘的过程不一定要求示出的特定顺序或者连续顺序才能实现期望的结果。
本申请中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于硬件+程序类实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。本领域技术人员应明白，本说明书一个或多个实施例可提供为方法、装置或设备。因此，本说明书一个或多个实施例可采用完全硬件实施例、完全软件实施例或结合软件和硬件方面的实施例的形式。
以上所述仅为本说明书一个或多个实施例的实施例而已，并不用于限制本本说明书一个或多个实施例。对于本领域技术人员来说，本说明书一个或多个实施例可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在权利要求范围之内。
Claims (10)
1.一种水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定方法，其特征在于，包括：
根据裂缝性储层中天然裂缝的抗拉强度参数、岩石本体的抗拉强度参数和沿井筒地层参数，基于张性起裂准则和摩尔库伦准则，确定天然裂缝影响下的水力裂缝的起裂压力剖面；其中，所述起裂压力剖面表示水力裂缝位置与压力的关系；所述水力裂缝的起裂压力剖面包括水力裂缝岩石本体的起裂压力剖面、沿天然裂缝张性起裂的起裂压力剖面、沿天然裂缝剪切起裂的起裂压力剖面；
基于所述水力裂缝的起裂压力剖面，确定所述水力裂缝的起裂位置和所需封堵强度；
根据所述起裂位置上下地应力特征，采用预设模拟软件对所述水力裂缝进行模拟，获得所述水力裂缝的形态特征参数；所述地应力特征基于所述沿井筒地层参数确定；
基于预设裂缝封堵信息、所述水力裂缝的所需封堵强度、所述水力裂缝的形态特征参数，确定封堵所述水力裂缝所需的暂堵体信息，所述暂堵体信息包括暂堵剂配方和暂堵剂用量；其中，所述暂堵体信息基于高承压裂缝暂堵实验预先获得，所述预设裂缝封堵信息包括裂缝形态特征参数与暂堵剂配方的关系、封堵强度与暂堵体长度的关系。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据裂缝性储层中天然裂缝的抗拉强度参数、岩石本体的抗拉强度参数和沿井筒地层参数，确定天然裂缝影响下的水力裂缝的起裂压力剖面前，包括：
获取裂缝性储层中不同岩性的岩心和含天然裂缝的砂岩岩心；
将所述不同岩性的岩心和含天然裂缝的砂岩岩心进行切割，获得岩心薄片；
对所述岩心薄片进行巴西劈裂试验，获得裂缝性储层中天然裂缝的抗拉强度参数、岩石本体的抗拉强度参数。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述沿井筒地层参数包括沿井筒力学参数、沿井筒地应力参数和沿井筒天然裂缝分布参数。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述水力裂缝岩石本体的起裂压力剖面通过下述方式计算：
其中，Pwf1为岩石本体起裂压力，σh为水平最小主应力，σH为水平最大主应力，St为岩石的抗拉强度，α为岩石的Boit系数，Pp为地层压力，δ为综合渗流系数，v为泊松比，Φ为孔隙度，E为弹性模量，B为热膨胀系数，T0为地层温度，Tw为压裂液温度。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述沿天然裂缝张性起裂的起裂压力剖面通过下述方式计算：
Pwf2＝l2σH+m2σh+n2σv+σt
其中，Pwf2为沿天然裂缝张性起裂压力，l、m、n为方向余弦，且l＝sinθ·sin(dip)；m＝cosθ·sin(dip)；n＝cos(dip)，σh为水平最小主应力，σH为水平最大主应力，σt为天然裂缝抗拉强度，σv为地层垂向应力，θ、dip分别表示天然裂缝走向与最大水平主应力夹角、天然裂缝倾角。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述沿天然裂缝剪切起裂的起裂压力剖面通过下述方式计算：
m1＝(1-2cos2θ)σH+(1+2cos2θ)σh
m2＝σv-v[2(σH-σh)cos2θ]
k2＝1+2μw/[(1-μwctgβ)sin2β]
k1＝δ[α(1-2v)(1-v)-1-Φ]
其中，Pwf3为沿天然裂缝剪切起裂压力，Pp为地层压力，θ为天然裂缝走向与最大水平主应力夹角，σh为水平最小主应力，σH为水平最大主应力，σv为地层垂向应力，v为泊松比，μw表示天然裂缝面内摩擦系数，β表示天然裂缝面法向与最大水平主应力的夹角，ctg表示反正切计算式，δ为综合渗流系数，α为岩石的Boit系数，Φ为孔隙度。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于所述水力裂缝的起裂压力剖面，确定所述水力裂缝的起裂位置和所需封堵强度，包括：
基于所述起裂压力剖面，确定不同级水力裂缝的起裂位置和起裂压力；
根据相邻两级水力裂缝的起裂压力差，确定不同级水力裂缝的所需封堵强度。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于预设裂缝封堵信息、所述水力裂缝的所需封堵强度、所述水力裂缝的形态特征参数，确定封堵所述水力裂缝所需的暂堵体信息，包括：
根据所述预设裂缝封堵信息和所述水力裂缝的形态特征参数，确定封堵所述水力裂缝所需的暂堵剂配方；所述暂堵剂配方包括不同粒径的暂堵剂；
根据所述预设裂缝封堵信息和所述水力裂缝的所需封堵强度，确定封堵所述水力裂缝所需的暂堵体长度；
根据所述水力裂缝的形态特征参数和封堵所述水力裂缝所需的暂堵体长度，计算封堵所述水力裂缝所需的暂堵剂用量。
9.一种水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定装置，其特征在于，包括：
起裂压力剖面确定模块，用于根据裂缝性储层中天然裂缝的抗拉强度参数、岩石本体的抗拉强度参数和沿井筒地层参数，基于张性起裂准则和摩尔库伦准则，确定天然裂缝影响下的水力裂缝的起裂压力剖面；其中，所述起裂压力剖面表示水力裂缝位置与压力的关系；所述水力裂缝的起裂压力剖面包括水力裂缝岩石本体的起裂压力剖面、沿天然裂缝张性起裂的起裂压力剖面、沿天然裂缝剪切起裂的起裂压力剖面；
位置及封堵强度确定模块，用于基于所述水力裂缝的起裂压力剖面，确定所述水力裂缝的起裂位置和所需封堵强度；
形态特征参数获得模块，用于根据所述起裂位置上下地应力特征，采用预设模拟软件对所述水力裂缝进行模拟，获得所述水力裂缝的形态特征参数；所述地应力特征基于所述沿井筒地层参数确定；
暂堵体信息确定模块，用于基于预设裂缝封堵信息、所述水力裂缝的所需封堵强度、所述水力裂缝的形态特征参数，确定封堵所述水力裂缝所需的暂堵体信息，所述暂堵体信息包括暂堵剂配方和暂堵剂用量；其中，所述暂堵体信息基于高承压裂缝暂堵实验预先获得，所述预设裂缝封堵信息包括裂缝形态特征参数与暂堵剂配方的关系、封堵强度与暂堵体长度的关系。
10.一种水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定设备，其特征在于，包括处理器及用于存储处理器可执行指令的存储器，所述处理器执行所述指令时实现权利要求1-8中任意一项所述方法的步骤。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010862263.9A CN112065351B (zh) | 2020-08-25 | 2020-08-25 | 水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定方法、装置、设备 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010862263.9A CN112065351B (zh) | 2020-08-25 | 2020-08-25 | 水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定方法、装置、设备 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN112065351A CN112065351A (zh) | 2020-12-11 |
| CN112065351B true CN112065351B (zh) | 2021-09-17 |
Family
ID=73659326
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010862263.9A Active CN112065351B (zh) | 2020-08-25 | 2020-08-25 | 水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定方法、装置、设备 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN112065351B (zh) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112855106A (zh) * | 2021-01-21 | 2021-05-28 | 西南石油大学 | 固体暂堵剂转向压裂的施工方法 |
| US11525935B1 (en) | 2021-08-31 | 2022-12-13 | Saudi Arabian Oil Company | Determining hydrogen sulfide (H2S) concentration and distribution in carbonate reservoirs using geomechanical properties |
| US11921250B2 (en) | 2022-03-09 | 2024-03-05 | Saudi Arabian Oil Company | Geo-mechanical based determination of sweet spot intervals for hydraulic fracturing stimulation |
| CN114961683B (zh) * | 2022-04-28 | 2023-05-16 | 西南石油大学 | 一种优选水力裂缝内暂堵实验用裂缝板的方法 |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3815681A (en) * | 1972-05-24 | 1974-06-11 | Shell Oil Co | Temporarily plugging an earth formation with a transiently gelling aqueous liquid |
| CN103437746B (zh) * | 2013-06-28 | 2016-12-28 | 东方宝麟科技发展(北京)有限公司 | 一种水平井多段段内多缝体积压裂方法 |
| CN104727798B (zh) * | 2015-03-30 | 2017-03-08 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种低渗透气藏转向重复压裂工艺方法 |
| CN105319603B (zh) * | 2015-11-06 | 2018-04-17 | 中国石油大学(华东) | 致密砂岩储层复杂网状裂缝的预测方法 |
| CN107313773B (zh) * | 2017-08-31 | 2020-09-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种确定缝内暂堵转向所需封堵强度的方法 |
| CN110185427B (zh) * | 2019-05-10 | 2020-06-30 | 西南石油大学 | 一种缝内暂堵条件下天然裂缝开启时机的获取方法 |
| CN110671088B (zh) * | 2019-11-08 | 2021-07-02 | 西南石油大学 | 一种考虑固相封堵主裂缝的新裂缝起裂压力预测方法 |
| CN111379537B (zh) * | 2020-03-20 | 2021-04-13 | 西南石油大学 | 一种定量评价暂堵剂封堵强度的方法 |
| CN111502593B (zh) * | 2020-06-17 | 2020-11-06 | 西南石油大学 | 一种缝内暂堵转向压裂相变暂堵剂用量确定方法 |
-
2020
- 2020-08-25 CN CN202010862263.9A patent/CN112065351B/zh active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN112065351A (zh) | 2020-12-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN112065351B (zh) | 水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定方法、装置、设备 | |
| Rahman et al. | A shear‐dilation‐based model for evaluation of hydraulically stimulated naturally fractured reservoirs | |
| CN108468538B (zh) | 一种页岩水压裂缝扩展预测方法 | |
| US20180032356A1 (en) | Enhanced Oil Recovery (EOR) Chemical Coreflood Simulation Study Workflow | |
| CN110593865B (zh) | 一种油藏缝洞特征参数试井解释方法 | |
| CN112434419B (zh) | 深层页岩气预应力干预的体积压裂方法 | |
| CN112727534B (zh) | 基于真三向应力和渗透率动态变化的瓦斯钻孔布置方法 | |
| CN110595887B (zh) | 一种浅埋硬岩大型地下洞室成洞条件量化评价方法 | |
| CN105424466A (zh) | 一种评价波浪作用下砂土对埋置海底管线抗力的方法 | |
| Wang et al. | Effect of injection rate on hydraulic fracturing in naturally fractured shale formations: a numerical study | |
| Li et al. | Improving fracture initiation predictions of a horizontal wellbore in laminated anisotropy shales | |
| CN107290799B (zh) | 一种岩石可压性的确定方法 | |
| Guo et al. | Study on fracture morphological characteristics of refracturing for longmaxi shale formation | |
| CN106199712B (zh) | 一种确定压裂套管变形区域的方法及装置 | |
| Yildiz | Productivity of selectively perforated vertical wells | |
| Schwalbert | Comprehensive Analysis of Acid Stimulation in Carbonates | |
| Papamichos et al. | Sand production initiation criteria and their validation | |
| Hoang et al. | Multilaterals drilling and sustainable openhole production from theory to field-case studies | |
| Fu et al. | 3D DEM simulation on the interference of multiple hydraulic fractures in horizontal wells | |
| CN113255173B (zh) | 页岩油气储层地质结构力学模型定量表征方法 | |
| Abdelmoneim et al. | Modeling hydraulic fractures in finite difference simulators using amalgam LGR (Local Grid Refinement) | |
| Li et al. | Formation of X-shaped hydraulic fractures in deep thick glutenite reservoirs: A case study in Bohai Bay Basin, East China | |
| Lu et al. | Verification of Fracture Reorientation and Analysis of Influence Factors in Multiple Fracturing Treatment | |
| CN106948812A (zh) | 一种高渗带的渗透率下限值的确定方法和装置 | |
| EP2912582B1 (en) | System, method and computer program product for evaluating and ranking geobodies using a euler characteristic |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |